业绩总结 - 第二季度收入为8.49亿美元，较第一季度的8.74亿美元下降了2.86%[30] - 第二季度调整后的EBITDA为2.82亿美元，较第一季度的3.38亿美元下降了16.56%[10] - 调整后的EBITDA利润率为33%，较第一季度的39%下降了6个百分点[10] - 第二季度自由现金流为1.07亿美元，较第一季度的1.73亿美元下降了38.08%[10] 现金流与债务 - 第二季度净债务为16.4亿美元，较第一季度的16.75亿美元下降了6.67%[10] - 流动性为8.7亿美元，较第一季度的8.34亿美元增加了4.1%[10] 合同与资本支出 - 当前合同积压为69亿美元，较第一季度的75亿美元下降了8%[10] - 资本支出（扣除保险索赔后）为1.1亿美元，较第一季度的9800万美元增加了12.24%[10] 未来展望 - 2025年全年的收入指导范围为32亿至33亿美元，调整后的EBITDA指导范围为10.75亿至11.5亿美元[32] 股东回报 - 自2022年第四季度以来，公司已向股东返还超过11亿美元，包括宣布的第三季度每股0.50美元的股息[6]

业绩总结 - 第二季度净收入为6200万美元，每股收益1.25美元；调整后净收入为5000万美元，每股收益1.02美元[10] - 第二季度调整后EBITDA为1.015亿美元[30] - 2024年第二季度的调整后净收入为78,233,000美元[66] - 2024年第四季度的调整后EBITDA为94,846,000美元[66] 用户数据 - 第二季度TCE收入为1.21亿美元，日均收入为99美元[31] - 预计2025年第三季度的VLCC日均收入约为27,900美元[11] - 2025年第三季度的平均每日TCE收入为27900美元，预计有41%的收入天数将实现这一水平[47] 未来展望 - 预计2025年油需求增长0.8百万桶/天，主要由亚洲驱动[20] - 2025年第三季度预计的收入为3000万至3200万美元，全年预计收入为1.19亿至1.21亿美元[48] - 2025年第三季度的自由现金流预计为709百万美元[43] - 预计未来12个月的现金盈亏平衡率约为13,000美元/天[15] 新产品和新技术研发 - 计划出售6艘老旧船只，并同意以1.19亿美元购买一艘2020年建造的配备洗涤器的VLCC[12] - 截至2025年8月1日，公司拥有的VLCC船舶包括SEAWAYS ENDEAVOR，建造于2023年，载重吨为299,365[71] - 公司计划在2025年第三季度交付一艘已同意出售的船舶[72] 市场扩张和并购 - 2024年第二季度对5亿美元的循环信贷融资（RCF）进行了修订，并终止了ING融资[64] 财务状况 - 总流动性为7.09亿美元，毛债务为5.53亿美元，净贷款价值比为14%[13] - 截至2024年12月31日，公司总资产为2636百万美元，较2025年6月30日的2523百万美元增长4.5%[41] - 截至2025年6月30日，公司的总负债为780百万美元，较2024年12月31日的780百万美元有所减少[41] - 截至2025年6月30日，公司的总股东权益为1856百万美元，较2024年12月31日的1900百万美元有所下降[41] - 截至2025年6月30日，公司的流动性总额为709百万美元，包括149百万美元的现金和560百万美元的未提取循环信贷额度[43] - 截至2025年6月30日，公司的债务总额为553百万美元，平均利率为6.21%[44] 费用和损失 - 2024年第二季度的利息支出为12,425,000美元，折旧和摊销费用为36,517,000美元[66] - 2024年第二季度的船舶处置损失为27,852,000美元[66] - 2025年第三季度的船舶费用预计为6800万至7400万美元，全年预计为2.64亿至2.70亿美元[48]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度黄金当量产量为120,000盎司，较第一季度增长超过15% [10] - 第二季度总维持成本为每盎司2,068美元，若排除Çöpler矿的维护成本则为每盎司1,858美元 [10] - 第二季度运营现金流为1.58亿美元，自由现金流为9,800万美元 [10] - 公司总流动性超过9亿美元，财务状况强劲 [12] - Çöpler矿事件相关的修复和复垦成本估计为2.5亿至3亿美元，目前已计提2.5亿美元，并在2025年修订为增加6,290万美元 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 Marigold业务 - 第二季度产量为36,000盎司，总维持成本为每盎司1,977美元 [15] - 预计下半年产量将增加，第四季度为全年最强季度 [15] - 由于金价上涨，特许权使用费成本较高，但全年目标仍有望达成 [15] Cripple Creek & Victor (CC&V)业务 - 第二季度产量为44,000盎司，总维持成本为每盎司1,339美元 [17] - 自收购以来已产生8,500万美元自由现金流，四个月内收回初始投资 [17] - 预计下半年生产和成本将趋于正常化 [17] Seabee业务 - 第二季度产量为11,000盎司，总维持成本为每盎司2,708美元，受森林火灾导致的电力中断影响 [19] - 预计全年产量将接近指导范围的下限 [19] Puna业务 - 第二季度白银产量为280万盎司，总维持成本为每盎司12.57美元 [20] - 通过勘探和开发，初步将Chinchillas矿的寿命延长三年至2028年 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 土耳其Çöpler矿的恢复工作仍在进行，包括堆浸垫的永久关闭和东储存设施的工程计划 [5][13] - 加拿大Seabee业务受森林火灾影响，但社区和员工安全未受重大影响 [19] - 美洲平台表现强劲，尤其是CC&V业务的整合和现金流贡献 [7][17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司优先推进Çöpler矿的恢复工作，同时继续推进Hod Maden项目的建设决策 [7][21] - 在Puna业务中，通过勘探延长矿山寿命，并评估Cortaderas目标的长期增长潜力 [6][20] - 继续评估Buffalo Valley和New Millennium等有机增长机会 [8][16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管Çöpler矿暂时停产，公司仍实现了强劲的运营和现金流表现 [5][10] - 公司对下半年达成全年目标充满信心，并预计将继续产生自由现金流 [23] - 土耳其市场的长期承诺通过Çöpler矿和Hod Maden项目体现 [41] 其他重要信息 - Hod Maden项目第二季度资本支出为1,600万美元，年初至今累计支出为2,900万美元 [21] - 公司计划发布CC&V的技术报告和矿山寿命计划，作为未来增长的第一步 [7][17] 问答环节所有提问和回答 问题: CC&V是否会超过全年指导？ - 公司表示CC&V目前按计划运行，尽管第二季度表现强劲，但下半年预计将趋于正常化，全年指导保持不变 [27][28] 问题: CC&V技术报告的潜在影响 - 技术报告旨在公开最新信息，基于现有储量，未来增长机会仍需进一步评估 [30][32] 问题: Çöpler矿的恢复进展 - 公司在第二季度取得了显著进展，包括工程计划和设计文件的推进，但重启时间表仍未确定 [35][36] 问题: Çöpler矿的许可状态 - 重启后将恢复至2014年EIA许可的6,000吨/日处理量，未来将寻求提高处理量的许可更新 [44][45]

核心观点 - 公司2025年第二季度业绩表现稳健 产品支持收入增长5% 设备积压订单创历史新高达到30亿加元 同时成功剥离非核心资产ComTech和4Refuel 聚焦核心经销商业务[4][6][32] 财务表现 - 2025年第二季度总收入26亿加元 与去年同期持平 产品支持收入增长5%至14.69亿加元[6][8] - 新设备销售额9.82亿加元 与去年基本持平 二手设备销售额下降43%至8300万加元[6] - 毛利润增长2%至6.19亿加元 毛利率23.7% 较去年同期提升0.4个百分点[8] - 调整后EBIT为2.15亿加元 调整后EBIT利润率8.3%[7][8] - 调整后每股收益1.01加元 较去年同期0.97加元增长5%[7][8] - 自由现金流为负1.64亿加元 主要因库存水平增加支持客户活动增长[7] 区域运营表现 - 南美业务收入增长5% EBIT增长2%至9600万美元 EBIT利润率10.1%[16] - 加拿大业务收入下降3% 但调整后EBIT增长2% 调整后EBIT利润率9.4% 提升50个基点[23] - 英国和爱尔兰业务收入下降6% EBIT增长6%至1700万英镑 EBIT利润率5.2% 提升60个基点[23] 战略执行与资产优化 - 成功提前完成4Refuel和ComTech的出售 预计将改善投资资本回报率[4][32] - 公司采取组织架构调整措施 产生1200万加元遣散费 预计每年可节省SG&A费用超过2000万加元[7][35] - 设备积压订单达30亿加元 创历史新高 较上季度增长6% 包含超过10亿加元的电力系统订单[7] - 投资资本周转率为2.3倍 调整后ROIC为18.7%[4][7] 市场展望与业务重点 - 智利市场受益于铜需求增长和价格强劲 采矿设备询价和投标活动广泛[25] - 加拿大西部市场前景分化 基础设施建设和电力系统需求提供机会 但采矿设备更新需求存在[28][29] - 英国市场建筑需求持续疲软 但电力系统业务特别是数据中心市场表现强劲[31] - 公司将继续重点发展产品支持业务 扩大设备保有量和市场份额 同时发展二手设备、租赁和电力业务[34][36] 资本管理 - 董事会批准每股0.3025加元的季度股息 将于2025年9月4日支付[23] - 第二季度以每股53.70加元均价回购200万股 约占流通股的1.5%[23] - 净债务与调整后EBITDA比率为1.6倍[10]

财务表现 - 2025年第二季度总收入3.764亿美元，环比增长7.4%，净利3170万美元，摊薄每股收益1.07美元 [1][3] - 调整后EBITDA达6070万美元，环比增长2.9%，运营现金流9900万美元，环比大幅改善 [3][6] - 分业务看：海上能源服务收入2.528亿美元（+5.4%），政府服务9250万美元（+7.6%），其他服务3110万美元（+25.5%） [4][6][9] 业务亮点 - 海上能源服务在欧洲/美洲/非洲分别实现640万/370万/300万美元收入增长，主要因挪威汇率利好及飞机利用率提升 [4] - 政府服务收入增长主要来自爱尔兰海岸警卫队合同过渡及英国SAR合同利用率提升，但运营亏损192万美元 [7][8] - 其他服务受益澳大利亚季节性需求，运营利润改善406万美元 [9] 资本运作 - 加速偿还英国SAR债务1530万英镑，并斥资390万美元回购119,841股（均价32.41美元/股） [15] - 截至6月底持有2.518亿美元现金及6.47亿美元信贷额度，总流动性3.165亿美元 [17] - 当季资本支出3160万美元（含450万维护性支出），资产处置收益2410万美元 [16] 未来展望 - 上调2025年调整后EBITDA指引至2.4-2.6亿美元，2026年指引3-3.35亿美元 [6][13] - 预计2025年总收入14.6-15.6亿美元，其中海上能源服务9.8-10.3亿美元 [13][22] - 计划2025年维持性资本支出1500-2000万美元，现金利息支出约4500万美元 [14] 运营数据 - 机队总数211架（直升机193架），平均机龄15年，其中S92/AW189重型直升机占比40% [43] - 当前有15架新机在建（含10架AW189），另持有20架期权 [45][46] - 季度飞行小时数3.3万小时，环比增长7.3%，海上能源服务飞行小时占比74% [27]

财务表现 - 2025年第二季度总营收8.49亿美元，环比下降2.9%（上季度8.74亿美元），同比增长22.5%（去年同期6.93亿美元）[2][3] - 钻井服务收入8.12亿美元，环比下降2.4%（上季度8.32亿美元），同比增长22.8%（去年同期6.61亿美元）[2][3] - 净利润4300万美元，环比下降60.2%（上季度1.08亿美元），同比下降78%（去年同期1.95亿美元）[2][3] - 调整后EBITDA 2.82亿美元，环比下降16.6%（上季度3.38亿美元），同比增长3.9%（去年同期2.71亿美元）[2][3] - 自由现金流1.07亿美元，资本支出1.17亿美元，保险理赔收入700万美元[3] 运营数据 - 浮式钻井平台利用率70%，环比下降8个百分点（上季度78%），与去年同期持平[3][23] - 自升式钻井平台利用率61%，环比下降13个百分点（上季度74%），同比下降16个百分点（去年同期77%）[8][23] - 浮式钻井平台日均费率40.08万美元，环比增长5.2%（上季度38.12万美元），同比下降8%（去年同期43.57万美元）[23] - 自升式钻井平台日均费率17.65万美元，环比增长10.6%（上季度15.95万美元），同比增长13.5%（去年同期15.56万美元）[23] 合同与订单 - 新增合同价值3.8亿美元，未交付订单总额达69亿美元[6][9] - 2025年上半年新增订单对应18个钻机年工作量[6] - 第六代浮式钻井平台日费率区间30-45万美元，Tier-1钻井船日费率40-45万美元[6] 资产处置 - 完成Pacific Scirocco和Pacific Meltem两艘钻井船出售，总收益4100万美元[10] - 签订Noble Highlander自升式钻井平台出售协议，预计第三季度完成交易，售价6500万美元[10] - Noble Globetrotter II和Noble Reacher两艘平台待售[10] 资本分配 - 宣布第三季度每股0.5美元现金分红，预计9月25日支付[5] - 自2022年第四季度以来累计向股东返还资本超11亿美元[7] - 截至2025年6月30日，公司现金及等价物3.38亿美元，总债务本金20亿美元[4] 业绩指引 - 2025年全年收入指引下调至32-33亿美元（原32.5-34.5亿美元）[7][11] - 调整后EBITDA指引上调至10.75-11.5亿美元（原10.5-11.5亿美元）[7][11] - 资本支出指引上调至4-4.5亿美元（原3.75-4.25亿美元）[7][11]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度实现创纪录产量26 3万桶油当量/天 其中原油10 8万桶/天 [8] - 生成自由现金流1 71亿美元 超出华尔街预期 [8] - 调整后EBITDA达5 14亿美元 资本支出2 65亿美元 [14] - 过去五年累计自由现金流接近当前市值 [14] - 全年资本支出预期下调3% 主要来自钻完井效率提升 [47] 各条业务线数据和关键指标变化 - Eagle Ford盆地钻完井成本同比下降15% 通过同步压裂等技术提升效率 [9][21] - Uinta盆地东北部合资项目表现优异 证实多层系资源潜力 [10][24] - 矿产资产组合年化现金流约1亿美元 新收购资产预期回报超2倍投资门槛 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - Eagle Ford计划下半年增加天然气活动 利用相对价格优势 [9] - Uinta盆地保持审慎开发节奏 优化长期资源开发方案 [10] - 年内完成1 1亿美元非核心资产剥离 持续优化资产组合 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 商业模式设计应对行业周期性 通过低递减率、灵活套保策略创造稳定现金流 [6] - 利用市场波动机会 完成股票回购2800万美元(均价7 88美元/股)及债务重组 [15] - 简化股权结构 消除Up-C架构提升股票流动性 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 认为当前行业存在"错位"机会 Eagle Ford地区75%资产出售流程因Q2波动中止 [39][40] - 预计未来五年税收优惠带来2 5亿美元节税 相当于每股1美元价值 [56] - 维持1-1 5倍杠杆目标 当前RBL贷款余额2 5亿美元计划年内偿还 [64][65] 其他重要信息 - 季度股息0 12美元/股 年化收益率达7% [15] - 新增2026年油价套保头寸 抓住近期价格高点 [15] - 钻完井效率提升带来1亿美元额外自由现金流 优先用于股东回报而非增产 [50] 问答环节所有提问和回答 关于运营效率 - 钻完井成本下降6% 主要来自完井阶段泵送效率提升10% [20] - 成本优化来自最佳实践执行 特别是扩大同步压裂规模 [21] - 预计下半年钻完井成本将因通胀微增10美元/英尺 [48] 关于Uinta盆地开发 - 东北部优异井况证实多层系潜力 改变最初仅开发单一层系策略 [24] - 保持耐心开发节奏 优化长期资本配置 [25] - 与Eagle Ford的原油项目回报率相当 但资源规模更大 [73] 关于资本配置 - 自由现金流80%用于债务偿还(2亿美元) 20%用于股东回报 [35] - 矿产资产价值未被充分反映 考虑多种价值实现路径 [31] - 并购标准要求2倍投资回报且杠杆率不超过1 5倍 [67] 关于杠杆目标 - 计划2032年前偿还5亿美元2028年到期票据 [65] - 当前杠杆处于目标区间上限 将通过自然现金流逐步降低 [62] - 保留在波动市场中增加杠杆进行并购的灵活性 [67] 关于市场估值 - 认为股价较同业存在1倍EV/EBITDA折价 将持续通过业绩证明价值 [70][71] - 简化股权结构后仍需加强投资者沟通 [70]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度实现创纪录产量26 3万桶油当量/日 其中原油10 8万桶/日 [7] - 自由现金流达1 71亿美元 远超华尔街预期 [7] - 调整后EBITDA为5 14亿美元 资本支出2 65亿美元 [14] - 全年资本支出指引下调3% 主要来自钻井和完井效率提升 [46] - 预计税收改革将带来2 5亿美元现金税减免 相当于每股1美元 [54] 各条业务线数据和关键指标变化 - Eagle Ford盆地通过同步压裂技术实现完井成本同比下降15% [8][21] - Uinta盆地东北部合资项目表现超预期 证实多套层系经济性 [10][23] - 矿产资产组合年化现金流达1亿美元 新收购资产预计回报率超2倍MOIC目标 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - Eagle Ford盆地75%资产出售流程因价格波动中止 [38] - 二季度完成1 1亿美元非核心资产剥离 年内累计处置额达1 1亿美元 [12] - 商品价格波动下新增2026年石油对冲头寸 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 商业模式设计具有低递减率、低资本密集度和灵活的商品对冲策略 [14] - 持续优化资本结构 提前偿还2亿美元债务 流动性增至10亿美元 [15] - 转型为单一普通股结构 简化公司治理 [14] - 采用机会主义股票回购策略 二季度以7 88美元均价回购2800万美元股票 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 将市场波动视为机遇 通过灵活资本配置获取超额收益 [6] - Uinta盆地资源潜力被低估 将保持耐心开发节奏 [24] - 预计2024年服务成本通缩效应消退 年底可能面临10美元/英尺的边际通胀 [47] 其他重要信息 - 五年累计自由现金流相当于当前市值 [14] - 股息政策维持0 12美元/季度 年化收益率达7% [15] - RBL贷款余额2 5亿美元 计划年内偿还 [63] 问答环节所有提问和回答 关于运营效率 - 完井成本下降6%主要来自每日泵送流体量增加10% 采用更大规模同步压裂技术 [20][21] - 成本节约主要来自作业效率提升 非服务价格下降 [46] 关于Uinta盆地开发 - 东北部区块优异表现改变资本分配考量 证实多套层系经济性 [22][23] - 暂停开发是为优化长期开发方案 非回报率问题 [71] 关于矿产资产战略 - 新收购符合2倍MOIC回报标准 但承认市场估值未充分反映该业务价值 [27][29] - 正在评估实现矿产资产价值的多种路径 [30] 关于资本配置优先级 - 80%自由现金流用于债务偿还 20%用于股东回报 [33] - 杠杆率目标维持1-1 5倍 2028年前无重大债务到期 [63] 关于商品价格波动应对 - Eagle Ford项目20%资本可快速调整 天然气活动占比将提升 [51][52] - 保留1亿美元超额现金流应对市场波动 [49] 关于估值折价 - 管理层认为需持续证明业务质量 暂无特定行动解决估值差距 [69]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA达19.8亿美元(排除交易成本后20亿美元)，环比增长12% [4][7] - 第二季度归属于公司的净利润达8.41亿美元(每股1.34美元)，环比增长超30% [7] - 2025年全年EBITDA指引维持80-84.5亿美元，净利润指引31-36亿美元 [8] - 2026年EBITDA预期因商品价格调整下调2%(约2亿美元)，但仍保持中高个位数增长 [9] - 现金储备9.7亿美元，无信贷额度借款，年内已偿还8.5亿美元高级票据 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 NGL业务 - NGL原料处理量环比增长18%，落基山地区日均47万桶创纪录 [12] - 中大陆和Permian地区NGL量均增长20% [12] - 分馏利用率因维护下降，产生1300万美元临时影响 [13] 炼油产品与原油 - 炼油产品量环比增长，柴油和航空燃料需求强劲 [16][17] - Denver机场航油输送量创新高，Denver管道扩建项目2026年中完工 [17][18] - Medallion资产井口集输量同比增长20% [18] 天然气处理 - Permian盆地7月处理量达16亿立方英尺/日，现有产能接近饱和 [19] - 中大陆处理量环比增9%，落基山地区日均超16亿立方英尺 [21] - 新建Bighorn工厂(3亿立方英尺/日)投资决策获批，2027年中投产 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - Permian盆地成为战略重点，处理能力将提升至11亿立方英尺/日 [20] - 休斯顿Galena Park等关键连接项目预计Q3投产 [15] - 德州City LPG出口合资项目客户兴趣浓厚 [16] - 路易斯安那州天然气管道资产因电力需求和出口增长表现优异 [22] 公司战略和发展方向 - 通过Bakken Elk Creek等有机项目获取运营杠杆 [5] - 收购资产协同效应显著，2025年预计实现2.5亿美元协同效益 [8][9] - 税收优化带来未来五年13亿美元现金税节省，2028年前无实质现金税 [10] - 整合Magellan和EnLink资产形成全价值链优势 [24] 经营环境与前景评论 - 能源行业韧性显著，美国能源全球需求持续 [4] - 生产商执行2025年钻探计划并提升效率 [5] - 商品价格波动下生产商活动仍具韧性 [9][56] - AI和数据中心需求推动天然气工业用量，接触超30个潜在客户 [34][35] 问答环节 2026年展望 - 增长主要来自炼油产品扩建等项目，协同效应贡献大于产量增长 [31][32] 天然气业务 - EnLink资产优化带来75%的超预期表现，有望纳入未来指引 [35][36] 协同效应 - 休斯顿NGL与炼油资产连接将提升混合量和降低成本 [43][44] - 小型协同项目如车队路线优化等持续积累 [91][92] Permian项目 - Bighorn工厂含CO2处理装置，总投资3.65亿美元 [20][101] - West Texas LPG管道通过第三方合约逐步填充 [64] 混合业务 - 2025年混合量将创新高，2026年有望进一步增长 [16][45] - 价差收窄通过量增弥补，套保策略与往年一致 [97][98] BridgeTex收购 - 持股比例从30%增至60%，增强Permian原油输送协同 [61][62]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度石油产量超出指导中点2% 天然气产量超出指导范围上限 总BOE产量也超出指导上限 [14] - 税前油气收入达17亿美元 其中52%来自石油 石油收入贡献环比增长7% [15] - 现金运营成本为每BOE 9.34美元 环比下降6% [15] - 净利润5.11亿美元(每股0.67美元) 调整后净利润3.67亿美元(每股0.48美元) [15] - 资本支出比指导中点低4400万美元(7%) [15] - 第二季度自由现金流3.29亿美元 [15] - 预计2025年全年资本支出约23亿美元 占现金流约50% [17] 各条业务线数据和关键指标变化 二叠纪盆地 - 第二季度完成49口净井投产 [14] - 预计2025年下半年保持9台钻机运行 [22] - 当前全成本为每英尺940美元 较年初下降2% 同比下降12% [23] - 成功整合Franklin和Avon资产 成本持续降低 [25] - 新签50MMcf/d长期电力净回合同 [31] 马塞勒斯页岩 - 第二季度完成3口净井投产 [14] - 决定全年保持2台钻机运行 资本支出增加1亿美元 [22] - 11口Box区井创下公司历史最佳表现 峰值30天产量达450MMcf/d [29] - 预计2025年下半年投产7-12口井 [29] - 平均水平段长度达17,000英尺 目标成本800美元/英尺 [30] 阿纳达科盆地 - 第二季度完成9口净井投产 [14] - Roberts区块9口井30天等效产量达173MMcf/d [30] - 首个3英里项目预计2025年下半年投产 成本923美元/英尺 [30] 公司战略和发展方向 - 坚持"一致盈利增长"战略 重点发展自由现金流而非产量增长 [10] - 保持资本纪律 2025年再投资率约50% [6] - 通过电力净回和LNG交易实现天然气销售多元化 [32] - 对Harkey层位保持信心 计划2025-2027年每年钻10-20口井 [28] - 维持保守财务政策 目标净债务/EBITDA降至0.5倍 [20] 管理层评论 经营环境 - 天然气价格近期走弱 OPEC+减产结束导致原油市场疲软 [8] - 行业面临一级库存减少的挑战 但公司将受益于低成本资产优势 [11] - 美国油气生产商展现强大适应力和创造力 [12] 未来前景 - 对2026年保持乐观 当前活动水平为2026年奠定良好基础 [17] - 预计行业成本结构上升将推动商品价格上涨 [11] - 维持2月提供的三年展望 预计适度产量增长 [19] 问答环节 Harkey项目进展 - 新井设计成功解决问题 附近6口新井表现符合预期 [35] - Wyndham Row井需较长时间排水 预计对2025年产量影响有限 [36] 马塞勒斯开发计划 - 尽管天然气市场疲软 但该区域项目回报最佳 [38] - 保持稳定活动水平 成本降低使盈亏平衡点下降 [39] 石油产量展望 - 对下半年产量增长充满信心 主要来自高权益项目 [44] - 四季度将集中投产高权益项目 预计2026年一季度不会继续增长 [72] 资本配置 - 优先偿还6.5亿美元定期贷款 之后将增加股票回购 [67] - 当前股价具有吸引力 可能加快回购步伐 [89] 天然气销售策略 - 电力净回合同重新分配现有销售量 不增加总销售量 [76] - 寻求差异化定价 不承诺长期管道运输 [116] 阿纳达科盆地 - 三英里项目将逐步推进 受现有单元限制无法全部转换 [94] - 尽管成本较高 但凭借高气价和NGL收益保持竞争力 [108] 并购与租赁 - 关注联邦租赁销售 将积极参与竞标 [90] - 对阿纳达科资产持开放态度 但未透露具体计划 [126]